CC BY
68
УДК 66
М. И. Старшов, В. И. Малыхин, И. М. Старшов,
Э. М. Хасаншина, М. В. Залитова, Е. А. Семенова
ТЕХНОЛОГИЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН
Ключевые слова: нефть бобриковского горизонта, разработка нефтяных месторождений, водоизолирующие составы, модифицированные силикат-гелевые составы, водоизолирующие работы, снижение обводненности продукции скважин,
увеличение дебита нефтяных скважин, экология недр.
Разработана технология ограничения водопритоков в добывающих скважинах с применением модифицированных силикат-гелевых составов с повышенными структурно-механическими свойствами, за счет введения наполнителя. Предложенный состав опробован в нефтегазодобывающих управлениях «Джалильнефть» и «Лениногорскнефть». Успешность работ составляет 90 %. В этих НГДУ получены технологические эффекты: прирост добычи нефти, снижение обводненности продукции скважин. Технология была применена и в терригенных коллекторах девона, где так же был получен технологический эффект. Технология позволяет устранять многие экологические проблемы.
Key words: oil bobrikovsky horizon oil development, water isolation ones formulations modified with silicate-gel compositions, water isolation ones work, reduction of water production wells, increases in wells, the ecology.
The technology of water shutoff in producing wells with the use of the modified silicate-gel compositions with high structural-mechanical properties, due to the introduction of the filler. The proposed composition was tested in neftegazoobrazovaniya offices "jalilneft" and "Leninogorskneft". The success of the works is 90%. In these NGDU obtained technological effects: the increase in oil production, reduction of water production wells. The technology has been applied in Sandstone reservoirs of Devon, where was also the technology effect. Technology allows us to eliminate many of the environmental problems.
На Ромашкинском месторождении в отложении бобриковского горизонта насчитывается 14 укрупненных залежей нефти. Для них характерна резкая фациальная изменчивость разреза, размыв отдельных пачек, переслаивание в различных сочетаниях песчано- алевролитовых и глинистых слоев и пластов. Ввод в разработку залежей нефти бобриковского горизонта начат в 1972г. Средние значения пористости по этим залежам составляют -21,9 %, нефтенасыщенности - 0,792, проницаемости - 0,867 мкм2 Толщина бобриковских песчаников подвержена значительной изменчивости, без какой либо четко выраженной закономерности на небольших участках, соразмерных с расстоянием между скважинами. Эффективная нефтенасыщенная толщина по залежам равна в среднем 3,5 м, изменяясь от 0,8 до 12,0-20,0 м. Нефти бобриковского горизонта относятся к группе высокосернистых, смолистых и парафинистых нефтей. Массовое содержание общей серы изменяется от 1,3 до 3,4 %, асфальтенов - от 2,9 до 12,3 %, среднее 5,9 %, парафинов - от 1,3 до 7,1 %, среднее 3,6 %, смол - от 16,0 до 30,4 %, среднее 22,5 %. Плотность пластовой нефти изменяется от 841 до 940 кг/м3 (среднее значение 876 кг/м3). Вязкость пластовой нефти изменяется от 10,3 до 83,0 мПас (среднее значение 29.5 мПас). Пластовые воды хлоркальциевого типа с общей минерализацией 200279 г/л [1].
Процесс разработки залежей высоковязких нефтей бобриковского горизонта в динамике характеризуется снижением добычи нефти и увеличением отбора попутно добываемой воды, что приводит к пропорциональному росту темпа обводнения единицы продукции, что в свою очередь
обуславливает значительное увеличение объемов проводимых ремонтов скважин, связанных с водоизоляционными работами (ВИР) [2-3].
Применение силикат-гелевых составов при проведении водоизоляционных работ
общеизвестно. Недостатком их является низкая прочность геля в пластовых условиях. Если приток воды в скважину полностью не устранен, то медленно просачивающаяся вода будет постепенно выщелачивать загустевший материал. Полностью прореагировавший кремнекислый натрий имеет низкую, но все же определенную растворимость в потоке воды.
Нами проведены лабораторные исследования, которые позволили получить модифицированный силикат-гелевый состав (МСГС) с повышенными структурно-механическими свойствами за счет введения наполнителя. Добавка наполнителя увеличивает прочность образующегося геля и повышает эффективность водоизоляционных работ [4].
Преимущества технологии МСГС:
- незначительное повышение исходной вязкости (до 5 мПас) сразу после приготовления композиции;
- хорошая фильтруемость в пористых средах;
- достаточная прочность, обеспечивающая изоляцию воды после завершения процесса гелеобразования;
- возможность, при необходимости, разрушения водоизолирующей силикат-гелевой композиции в пласте;
- экологическая чистота применяемых композиций;
- простота и надежность технологических схем при их широком применении;
- низкая стоимость и доступность реагентов.
Полученный состав является основой применения модифицированных силикат-гелевых составов для проведения водоизоляционных работ на залежах бобриковского горизонта и успешно внедряемой на месторождениях ОАО «Татнефть». Технология предназначена для ограничения притока закачиваемых, контурных, подошвенных и пропластовых вод любой минерализации и опресненных вод, изоляции заколонных перетоков в нефтедобывающих скважинах, а так же может применяться для изоляции заколонных перетоков и выравнивания профилей приемистости в нагнетательных скважинах. Технология основана на приготовлении и порционно-последовательной закачке чередующихся между собой оторочек водоизолирующего состава - дисперсии древесной муки в водном растворе силиката натрия и водного раствора соляной кислоты, применяемой в качестве гелеобразователя. В среднем на одну обработку расходуется около 70 м3 водоизолирующего состава, а расход основного реагента - силиката натрия -составляет 12 м3 или 16,8 т.
В данном сообщении рассматриваются результаты работ по двум НГДУ ОАО «Татнефть». В НГДУ «Джалильнефть» обработаны и введены в эксплуатацию 104 добывающие скважины (успешность работ - 90 %) и 46 скважин в НГДУ «Лениногорскнефть» (успешность работ - 89 %). Следует отметить, что более 30 % обработанных скважин расположены в водонефтяных зонах.
Среднесуточный прирост добычи нефти по 94 эффективным скважинам НГДУ «Джалильнефть» составил 2,6 т. Обводненность продукции скважин до обработки составляла в среднем 97,5 % после обработки снизилась и составила в среднем 79,5 % (в отдельных скважинах наблюдалось снижение обводненности до 12,5 - 46,4 %). За весь период эксплуатации скважин дополнительная добыча нефти по методу составила 68487 т или 729 т на одну скважино-операцию. При этом достигнуто значительное снижение отбора попутно добываемой воды, а кратность снижения отбора воды при добычи 1 т. нефти составляет в среднем 5,8 раза.
В НГДУ «Лениногорскнефть» после проведения ВИР по результатам успешных обработок (41 скважина) дебит нефти вырос в среднем с 0,7 до 2,3 т/сут, т.е. кратность увеличения среднесуточной добычи нефти составила 3,3 раза. Дополнительно добыто 17350 т нефти, что соответствует 423 т на одну успешную обработку. Обводненность добываемой продукции в среднем снизилась с 97,5 до 73,8 % (в отдельных случаях обводненность снизилась до 5,0-24,1 %), при этом кратность снижения отбора вода с 1 т добываемой продукции составила 7,6 раза.
В результате проведенных водоизоляционных работ дополнительная добыча нефти по двум НГДУ составила 85837 т.
Результаты применения технологии МСГС в НГДУ «Джалильнефть» и «Лениногорскнефть» приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Результаты проведения водоизоляционных работ по технологии МСГС в скважинах бобриковского горизонта
Показатели НГДУ
Джалильнефть Лениногорскнефть
Количество обработанных введенных в эксплуатацию скважин/ в т.ч. эффективных 104/94 46/41
Успешность работ, % 90 89
Дополнительная добыча нефти, т 68487 17350
Дополнительная добыча нефти на одну успешную скважинно-операцию, т 729 423
Кратность увеличения дебита нефти 3,0 3,3
Кратность снижения отбора воды при добыче 1т нефти 5,8 7,6
Суммарная дополнительная добыча нефти/ дополнительная добыча нефти на 1 успешную скважинно-операцию, т 85837/636
На рисунках 1 и 2 представлены показатели работы скважины 17575 Залежи 1 НГДУ «Лениногорскнефть».
Анализ результатов работ показывает эффективность применения технологии ограничения водопритоков с применением МСГС на залежах бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения. Продолжительность
технологического эффекта по обработанным скважинам составляет от 6 до 63 месяцев.
Проведенные промысловые работы и их анализ доказывают целесообразность, перспективность и высокую технологическую эффективность
технологии ограничения водопритоков с применением МСГС в нефтяных скважинах на залежах бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения.
Водоизоляционные работы с применением модифицированных силикат-гелевых составов успешно проводят и в терригенных коллекторах девона. По данной технологии в НГДУ «Джалильнефть» обработаны 10 скважин. Дополнительная добыча нефти по ним составила 11090 т. В НГДУ «Лениногорскнефть» проведены обработки в 28 скважинах, дополнительно добыто 7319 т нефти.
о -
1 23456789 10 11 12
Месяцы
Рис. 1 - Динамика изменения дебита скважины 17575, залежи НГДУ «Лениногорскнефть» до и после водоизоляционных работ по технологии (ОПЗ - обработка призабойной зоны)
0ПЗ \
1
1
\
\
\-Ф-♦-♦-
123456789 10 11 12
Месяцы
Рис. 2 - Динамика изменения обводненности скважины 17575, залежи НГДУ
«Лениногорскнефть» до и после
водоизоляционных работ по технологии МСГС (ОПЗ - обработка призабойной зоны)
Таким образом, результаты ВИР показывают эффективность применения МСГС и в терригенных коллекторах девона. При обработке скважин по технологии МСГС практически не возникает проблем, связанных с загрязнением промысловых регионов.
Силикат-гелевые составы химически стабильны, физиологически инертны, имеют биологическую совместимость с организмами почвы. Но кислотность среды водных растворов этих композитов отличается от рН среды подземных вод и почвенных вод. Поэтому при контакте с данными водами может нарушить их физико-химические свойства, также может повлиять на органолептические свойства добываемых подземных вод. Кроме того, побочным продуктом получения этих составов является хлорид натрия, повышение содержания которого дополнительно засоляет грунт. Данную особенность обработки силикат-гелевыми составами необходимо учитывать при проведении промысловых работ.
Литература
1. Р.Х. Муслимов, А.М. Шавалеев, Р.Б. Хисамов, И.Г. Юсупов, Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения, ВНИИОЭНГ, М.,1995. 490 с.
2. А.Ю. Дмитриева, М.В. Залитова, М.И. Старшов, М.Х. Мусабиров, Вестник Казанского государственного университета, 17, 6, 254-257 (2014).
3. М.И. Старшов, Н.Н. Ситников, И.М. Старшов, В.И. Малыхин, М.В. Залитова, Вестник Казанского государственного университета, 15, 15, 135-137 (2012).
4. Пат.2158350 РФ (2000).
© М. И. Старшов - к.т.н., доцент кафедры «Химическая технология органических материалов» Бугульминского филиала Казанского национального исследовательского технологического университета; Э. М. Хасаншина - к.т.н., заведующая кафедрой «Химическая технология органических материалов» того же вуза, E-mail: [email protected]; М. В. Залитова -старший преподаватель кафедры «Химическая технология органических материалов» того же вуза; Е. А. Семенова -методист кафедры «Химическая технология органических материалов» того же вуза; В. И. Малыхин - специалист ООО «ШЕШМАОЙЛ», И. М. Старшов - к.т.н., главный инженер проектов ООО «Технологические системы защитных покрытий».
© M. I. Starshov - Ph.D., Associate Professor of the Department of Chemical Technology of Organic Materials of the Bugulma branch of the Kazan National Research Technological University; E. M. Khasanshina - Ph.D., head of the department "Chemical technology of organic materials" of the same university, E-mail: [email protected]; M. V. Zalitova - senior lecturer of the department "Chemical technology of organic materials" of the same university; E. A. Semenova - methodologist of the department "Chemical technology of organic materials" of the same university; V. I. Malykhin - a specialist of «Sheshmaoil» LLC; I. M. Starshov - Ph.D., chief project engineer of LLC "Technological systems of protective coatings".
